P油田油井产液规律影响因素分析

P油田是渤海最大的陆相多层砂岩油藏,含油井段长,单井钻遇油厚度大,历经十多年的注水开发,油田进入中高含水期,油井产液规律与常规油田开发不同,60％以上的油井表现出投产后产液下降,约30％的油井表现出投产后产液量稳定,不足10％的油井随着含水上升产液量增加,对油田高含水期提液增产措施有很大影响.以油田8区为例,通过对不同...     

水驱曲线法在底水稠油油藏提液研究中的应用——以渤海C油田为例

渤海C油田以底水稠油油藏为主,采用水平井开发,油井投产后由于含水上升迅速,产量递减快,后期主要通过不断提液实现稳产。提液分为提频和换泵两个途径,由于油井产液能力随含水率上升而不断增大,因此换泵提液涉及配置电泵排量大小和维持生产周期的问题。对此,以渤海C油田为例,根据油田特点优选合适的水驱曲线,通过历史生产数据拟合建立油井水驱模型,结合油田实际采液指数曲线,建立时间与含水率和产液能力的关系曲线,据此可知油井阶段产液能力,进而确定油井各生产阶段换泵提液配置电泵大小和维持生产周期,同时对比预测油井阶段提液的增油效果,从而指导底水稠油油藏提液措施研究。     

海上油田早期注聚提液技术政策界限研究——以渤海A油田为例

以渤海A油田为例,通过分析无因次采油、采液指数变化规律和已提液油井生产状况,研究了提液的可行性;利用数值模拟手段,采用均匀设计法设计试验方案,开展海上油田早期注聚提液开发技术政策界限研究,确定了合理的提液时机和提液幅度.研究结果表明,对于A油田来说,在聚合物驱整体见效时提液效果最佳,合理的提液幅度为提液前产液量的1.3倍左右,在聚驱的基础上再提液可提高采收率约0.8%.     

大港油田正在进行注海水试验

大港油田滨临渤海,而工业用水和民用水多年来都采用地层水(井水).随着油田耗水量的不断增加,地下水位日益下降,浅层水渐趋枯竭.为了寻找新的工业水源,以解决油田供水不足的问题,大港石油管理局规划设计研究院和地质研究院、天然气管理处等单位协作配合,开展了处理海水和油井注海水试验.试注站于1981年设计,1982年     

渤海S油田聚合物驱合理产液指数降幅研究

为研究渤海S油田聚合物驱产液下降规律,进一步改善聚合物驱效果,运用油藏数值模拟技术,结合油藏动态分析,计算了不同条件下油井的合理产液指数降幅,并利用现场数据进行对比验证。结果表明:聚合物驱后油井产液指数下降具有普遍性,并受注聚合物时机、油井位置、周围是否有注水井的影响;注聚合物区块内,无水井干扰的油井合理产液指数降幅为30%~50%,有水井干扰时油井合理产液指数降幅为10%~30%,产液指数降幅位于合理降幅范围内的油井,聚合物驱效果较好。     

渤海SZ36-1油田注聚调剖井层的优选

渤海SZ36-1油田处于注水开采初期,油井产量较高,由于流度比大、原油粘度高等导致油井注入水突破而迅速见水,现已进入三采阶段。考虑到不影响井的生产和尽量避免对油井作业。决定对注水井进行注聚来增产原油,降低产水效果。SZ36-1油田原油粘度高,层间纵向渗透率差异大,地层非均质性极强,注水井的吸水剖面不均,水窜严重,必须首先优选注聚调剖井层。结合注聚井层优选标准和SZ36-1注水井的实际生产情况,进行了注聚调剖的选井选层依据分析。并优选了井层。     

Y管助流分层注水工艺在渤海油田的创新应用

针对目前渤海油井地层能量下降过快,水体能量供应不足,而油田地面注水设备及管网设施有限,无法完全满足油藏注水开发需求的情况。以油藏地质分析及注水水质配伍性研究成果为基础,设计研发了Y管助流分层注水工艺,该工艺通过改进油田现有水井管柱结构从而实现同井抽注不同层,并可分层精细注水。该工艺可实时监测井下溫度、压力、流量,同时具备管柱结构简单、修井周期短、投产见效快、分层可调配,节约作业费、注采流程改造费等优点,优势明显。目前该技术已成功在渤海油田渤中35-2-A3井中成功应用,受益A2m井増油明显,效果良好。Y管助流分层注水工艺为渤海油田经济高效地补充地层能量完善注采井网提供了新的技术手段。     

伊拉克Ahdeb油田停喷时间预测

Ahdeb油田是中国石油在伊拉克第1个成功建产的油田,采用丛式水平井线性注采井网开发。油井停喷时间预测是单井合理配产和确定油田建产规模的重要依据,以往的研究通常只是确定停喷条件,对停喷时间没有现成的方法可借鉴。采用井口油压下降预测法、最小井底流压法和最小地层压力法3种方法对Ahdeb油田油井进行了停喷时间预测。现场应用表明,最小井口油压法预测结果最符合实际开发情况,对投产初期油田的生产管理具有重要指导意义。     

基于示踪剂技术定量评价水驱波及系数及应用

目前示踪剂技术已经得到广泛应用,调剖、堵水、产能测试、煤层气开发等等都可看到示踪剂的应用,但笔者调研发现,目前应用示踪剂定量评价水驱波及系数研究相对减少。笔者结合海上油田存在测试资料少,高含水期挖潜难度大问题,通过示踪剂理论结合水驱油理论,创新提出示踪剂定量评价水驱波及系数方法,该方法结合油田实际示踪剂测试数据,实现注示踪剂井组内不同油井水驱波及系数定量评价,并根据水驱波及系数大小,明确油田挖潜方向。本文基于该方法在渤海A油田进行应用,定量评价注示踪剂井组内不同油井波及系数,并成功指导井组内关停井侧钻研究,实施后侧钻井生产效果较好,预计增加技术可采储量9.03×10~4m~3,极大改善了渤海A油田开发效果,同时本文方法也为渤海相似油田的挖潜研究提供一定借鉴意义。     

基于大数据分析的海上多层油田精细开发实践——以渤海L油田为例

针对常规数据分析方法自动化与智能化程度低,难以满足海上油田开发规律深度挖掘的需求,基于标准化数据平台建设和大数据程序开发,在渤海L油田开展了大规模、多专业和复杂生产规律下的油田开发数据的高效分析和应用。结果表明,通过油井生产数据参数相关性分析和产液规律数据挖掘,可完成油井产液能力影响因素分析;综合储层物性与注采动态等多专业数据,可完成不同井区平面及纵向注水状况分析;结合油藏大数据体构建与机器学习方法,可完成优势产能潜力区域筛选。研究成果直接应用于油田实际措施优选与方案优化后,达到了提高油田精细开发效果的目的。     

海上稠油油田投产及生产管理探索

为了确保海上稠油油田顺利投产及生产管理,避免因油稠、易出砂造成的井下和地面设备损坏从而引起生产中断,根据海上稠油油田的特点,提出了采用变频启泵投产、投产初期对油井重要参数进行动态跟踪和分析、投产后为油井确立合理的生产制度及生产过程中采取控制生产压差生产、实施出砂管理等一系列投产和生产管理方法。结合南堡35—2油田的投产和生产管理实践,证明提出的油井投产和精细化管理方法对油井顺利投产、降低油田操作费用及提高海上稠油油田的采收率很有效,值得借鉴和推广。     

一种微粒运移影响油井产液规律的数模表征方法

P油田为多层砂岩油藏,采用防砂完井方式生产,目前进入中高含水期,油井产液规律与常规油田开发不同,多数油井投产后产液下降,少数油井投产后产液量稳定或随着含水升高而增加,对油藏数值模拟拟合与开发指标预测有很大影响。通过油田100多口油井的产液规律分析,认为井筒附近可移动微粒含量是影响产液规律的主要因素。为了在数模中表征这种现象,通过对油井月平均产液指数标准化和累积产液标准化,结合油井射孔段不同的可移动微粒平均含量,进行大数据统计分析,回归建立无因次产液指数变化倍数、累积产液和可移动微粒含量的关系公式。新方法应用于油藏数值模拟的历史拟合和预测,大幅改善了拟合和预测精度。     

利用注采平衡法确定水驱油藏合理地层压力

针对在实际矿场应用过程中,现有注采平衡法确定水驱油藏合理地层压力存在的不足,提出了一种新方法:在一定注采井网、生产参数条件下,首先应用注采平衡法求取极限生产条件时注采平衡对应的地层压力P_R;再结合实际油田对最大产液量需求确定合理地层压力区间;按照0.85P_RPP_R、P_RP1.15P_R、P0.85P_R、P1.15P_R四种情况,系统描述了注采平衡法确定合理地层压力的基本原理。实例应用表明该方法简单可靠,确定的地层压力可同时满足水驱油藏油井提高产液量的需求和与注水井增大注水量的需求目前该方法已在渤海油田全面推广应用,成功指导了合理地层压力的确定,为油田下一步调整挖潜提供依据。     

渤海油田首个区域一体化项目投产

正8月15日获悉,渤中28/34油田群综合调整项目最后一口开发井A35井投入生产,这标志着渤海石油管理局自主完成的首个区域性综合调整项目开发井全面投产。该油田群新建的6座平台全部达到ODP配产,日产油量提升近一倍。渤中28/34油田群地质油藏条件复杂,储量动用程度低,但有巨大开发潜力。为此,渤海石油研究院自主创新,开展了系统技术攻关,先后解决了断块圈闭充注能力定量评价、储层精细刻画等难题,保障     

渤海LD注聚油田电潜泵堵塞分析

渤海LD注聚油田在生产过程中,电潜泵内部及护网出现不同程度的堵塞,导致电潜泵过载损坏,大量的检泵作业,影响油田生产效率。本文系统总结了LD油田的堵塞油井的生产特征和堵塞电泵的生产工况特征,发现在堵塞后,油井产液下降,油压降低,流压上升,电潜泵电流会发生异常波动,电潜泵吸入口压力上升,形成了泵堵塞后的特征规律。在通过对检泵时取得的垢样进行成分分析,LD油田的堵泵垢样以聚合物胶团为主,同时还存在一定钙镁碳酸盐垢,以及一定的胶质沥青质有机垢。在筛选合适的化学解堵药剂后,对相关井实施了化学解堵,取得了明显的解除堵塞的效果,为类似注聚油田电泵堵塞井的治理提供了借鉴参考。     

绥中36-1油田堵水稳油技术数值模拟研究及应用

为了保证渤海绥中36-1油田的稳产,针对油田开发过程中暴露出注入水单层单向突进的矛盾,在注水井优化注水的基础上,采用数值模拟方法进行油井堵水效果研究。方案设计时考虑三种堵水方式:封堵防砂段、封堵高含水小层和层内堵水;考虑封堵三个不同含水级别的油层段:含水分别大于90%、80%、70%。油井堵水后减少无效水循环,提高注入水利用率,减少平台污水处理量,实现了节能减排,同时为中低含水井提液生产创造了产液空间。研究认为堵水越精细,限液生产造成的油量损失越少,且在一定程度上提高了油田采收率。现场试验结果表明高含水油井堵水后降水增油效果明显。     

大庆西部外围油田注水系统调整及优化运行分析

A站是大庆油田采油九厂北部油田转输油的总外输口,随着运行时间的延长,受产能建设的陆续投产及老油田油井含水率升高的影响,A站注水系统逐渐出现含油污水供注不平衡、注水井欠注、注水管网损失增大等问题,导致注水系统能耗上升,且带来较大的环保压力。为此,通过采取注水井局部提压、含油污水优化调配等改造措施,有针对性地进行系统调整,降低注水系统能耗,消除因富余污水外排带来的环保隐患,保证了注水井正常生产,实现了注水系统的优化运行。     

高孔高渗储层保护修井液在海上油田的应用

渤海南部A油田明化镇储层岩性为含砾砂岩,平均孔隙度30.9%,渗透率1 551 mD,具有高孔高渗特征。随着地层能量的不断下降,油井在修井过程中出现了不同程度的修井工作液漏失现象,导致水敏、结垢等伤害。本文通过对X井储层伤害因素分析,开发了针对该高孔高渗储层保护的修井工作液。现场应用表明,使用该体系在投产后油井产能恢复周期短,产液含水下降快,具有良好的增油效果。表明该体系能有效减小黏土膨胀、微粒运移、原油乳化、水敏等伤害,增大油流通道,提高作业后油井产能。     

新型三层分注管柱在渤海油田的首次应用

中海油渤海地区大部分油井已处于开发中后期,随着提高采收率压力的增大,很多老井需要注水、注聚合物等增产措施。由于层间矛盾较为突出、地质要求注水量大,原分注管柱不能满足油田分层注水的要求,开发了新型三层分层注水管柱,以渤海油田某井三层分注作业为例,介绍了作业流程、井下工具组合等。现场应用表明,该管柱施工成功率100%、配注合格率高,有效期长,是渤海油田实施三层分注的主要管柱。     

脉动注水工艺技术

脉动注水是使注水井降压增注,使连通的产油井含水下降的工艺技术。吉林油田针对低渗透油田的开发过程普遍存在的注水井注入压力逐年递增,吸水能力逐年变差,油井含水也随着产液量的增加而增大的实际情况,经过几年的试验研究,研制出井下脉动器,在原注入管柱的基础上,应用注水井自身的能量来长期振动处理油层,以达到注水井降压增注、连通油井含水下降的实施效果。